塔河油田托普臺1區卡層難點施工對策

韓世裕，李 雪，徐 明，楊紅滿，韓軍偉

（中國石油化工股份有限公司西北油田分公司石油工程監督中心，新疆 輪臺 841600）

塔河油田托普臺1區開發井多為新三級結構、五級井身結構（巴楚組鹽巖段專打專封），二開、四開中完設計要求進入一間房組地層2.00~4.00m。在實際錄井過程中，該區域良里塔格組中—下部存在多套淺棕色泥晶灰巖，呈不規則分布，卡層過程中，極易與該區域奧陶系標志層恰爾巴克組紅棕色灰質泥巖混淆，造成現場錄井人員誤判，導致技術套管下至良里塔格組，未能有效封隔下部泥巖，為后期采油修井增加負擔。通過對該區域實鉆錄井資料對比研究，結合實鉆驗證，筆者總結出以下幾點具有可靠性、實用性、操作性強的卡層施工對策，從而大大提高該區域良里塔格組與恰爾巴克組地層界線劃分準確性。

1 區域地質概況

1.1 區域背景

塔河油田托普臺1 區位于塔里木盆地北部阿克庫勒凸起西部斜坡構造部位，是以奧陶系古潛山斷裂及巖溶作用所形成的“裂縫—溶洞”為主要儲集體的油藏區。塔河油田奧陶系地層在托甫臺地區保存較全，其他地區因受構造運動及不同程度風化剝蝕作用影響，缺失上奧陶系地層，只存在中、下奧陶系地層[1]。

1.2 區域奧陶系地層巖性組合及碳酸鹽巖含量特征

該區域恰爾巴克組頂部多為紅棕色灰質泥巖，個別井由于構造運動影響，也存在灰色灰質泥巖情況。奧陶系整體巖性特征依沉積順序自下而上為中—下統鷹山組、中統一間房組、上統恰爾巴克組、良里塔格組、桑塔木組。鷹山組巖性為黃灰色泥晶灰巖，為一套海相碳酸鹽巖沉積，碳酸鹽巖含量一般為90%~100%；一間房組巖性為灰色、淺灰色泥晶灰巖，為一套海相碳酸鹽巖沉積，碳酸鹽巖含量一般為85%~100%；恰爾巴克組巖性頂部為棕紅、灰色灰質泥巖，下部為黃灰色泥晶灰巖，為一套海陸過渡相沉積，上部灰質泥巖段碳酸鹽巖含量一般為40%~70%，下部泥晶灰巖段碳酸鹽巖含量一般為80%~90%；良里塔格組巖性為大套泥晶灰巖、含泥質泥晶灰巖，為一套海相碳酸鹽巖沉積，碳酸鹽巖含量一般為40%~90%；桑塔木組中上部為黃灰色泥灰巖、泥晶灰巖與深灰色泥巖、灰質泥巖略等厚互層，底部深灰色泥巖，局部夾有灰質含量較高泥晶灰巖發育，為一套海陸過渡相沉積，碳酸鹽巖含量一般為20%~90%，變化范圍較大。

2 卡層風險及監督施工對策

現場存在風險主要分為兩大類：如何保證錄井資料錄取準確性以及如何選擇有針對性的卡層經驗技術措施。

2.1 保證錄井資料準確性

（1）保證地層真巖屑質量。提前溝通落實入井鉆具使用時間、現場設備運行情況等，在預測關鍵層位前50m 內盡可能不做長短起，若出現非人為因素鉆井參數異常必須起鉆時，則下鉆到底后充分循環1~1.5個遲到時間，保證好巖屑質量再進行鉆進施工。抽查原始鉆具編號及長度、坐卡井深等，保證井深準確性。復查最近一次實測遲到時間數據，并結合快慢鉆時、氣測驗證，必要時旁站加測遲到時間，保證遲到井深準確。卡層前100m禁止非錄井人員私自清理高架槽沉砂，防止人為破壞巖屑代表性。

（2）保證井控安全。抽查各池體積、出口流量傳感器滿量程精度及響應時間、注樣檢查色譜儀精度等，組織開展現場作業人員卡層協調會，做好各施工方卡層期間的井控風險交底及預案配合。

（3）錄井人員分工。落實值班人員職責分工，錄井項目部領導帶班措施，碳酸鹽巖含量、元素錄井等錄井項目抽驗精度后由指定專人操作，確保操作質量。

2.2 經驗技術措施

（1）復查對比實鉆、設計T56巴楚組雙峰灰巖地層頂界，驗證鉆時、巖性對應性及物探地震波阻抗精度。

（2）對比鄰井資料，確定預測T74最大安全深度。通過對比T70~T74總厚度、T56~T74總厚度、設計界線、鄰井厚度等，綜合分析對比出最大安全厚度，若鉆至最大深度還未出現巖性變化，則應及時復查上部巖屑，重新做碳酸鹽巖分析，防止因進入儲層過多導致長裸眼段井漏、溢流、卡鉆等復雜故障發生。

（3）注意恰爾巴克組存在“紅層灰頂”情況。切勿盲目參照設計及周邊鄰井情況判斷恰爾巴克組標志層的巖屑顏色特征，實鉆過程中曾出現過周邊各井均為“紅層”而該井為“灰頂”的情況。

（4）準確識別恰爾巴克組標志層巖屑特征。根據實鉆巖屑對比，真正的“紅層灰頂”標志層巖性特征應為硬度較軟、可塑性較好的團塊狀棕褐色或灰色灰質泥巖，碳酸鹽巖含量40%~70%，且標志層一般垂厚為5~8m，鉆穿后碳酸鹽巖含量越來越高，且居高不下。剛進恰爾巴克組碳酸鹽巖含量曲線上存在明顯的“低頭翹尾”或“手槍狀”曲線特征。而良里塔格組干擾項淺棕色、棕色泥晶灰巖，PDC鉆頭切削巖屑形態多呈長條狀，硬度較硬、可塑性較差，碳酸鹽巖含量一般為70%~90%，剛進恰爾巴克組碳酸鹽巖含量曲線上不存在明顯的“低頭翹尾”或“手槍狀”曲線特征，曲線形態多為垂厚大于5~8m的上下波動曲線。

3 實際例分析

3.1 A井

A 井是位于塔河油田托普臺1 區阿克庫勒凸起西部斜坡的一口三開制開發直井，該井地質設計要求進入奧陶系中統一間房組2m 結束二開。實鉆恰爾巴克組頂界深度6038.00m，后經三開實鉆巖屑及測井驗證恰爾巴克組頂界為6072.50m，實鉆在一間房頂面之上預留33.50m，二開中完卡層不符合設計要求。失敗原因分析：①良里塔格組地層厚度實鉆較設計變化大時未考慮整體厚度法。現場卡層過程中僅考慮良里塔格組厚度變化，沒有將桑塔木組+良里塔格組地層厚度作為判定依據，該井為一個典型的上奧陶系地層桑塔木組+良里塔格組的“填平補齊”作用（表1）。②巖屑顏色誤導。井深6038.00m 巖屑顏色由黃灰色過渡為紅棕色，井深6048.00m以后巖屑顏色轉為淺灰色，現場通過顏色觀察誤認為已鉆穿恰爾巴克組紅色標志層，但觀察巖屑可以看出，產生誤判的良里塔格組紅棕色泥質灰巖PDC切削巖屑明顯呈長條狀，硬度較硬、可塑性較差，且單獨挑紅棕色巖屑樣做碳酸鹽巖含量反應劇烈，含量降低變化不明顯。③碳酸鹽巖含量誤導。實鉆井深6038.00m 碳酸鹽巖含量95.2%↓81.2%；井深6048.00m 以后碳酸鹽明顯抬升（普遍處于88.5%以上），但該段碳酸鹽巖含量下降范圍較小，未見明顯的“低頭翹尾”或“手槍狀”曲線特征，且曲線形態多為上下波動曲線（圖1）。

圖1 A井錄井剖面圖

表1 A井上奧陶系地層厚度對比表

3.2 B井

B 井是位于塔河油田托普臺1 區阿克庫勒凸起西南斜坡的一口三開制開發直井，該井地質設計要求進入奧陶系中統一間房組2m 結束二開。實鉆恰爾巴克組頂界深度6072.00m，后經三開測井驗證恰爾巴克組頂界為6073.50m，該井良里塔格組實鉆存在兩套淺棕色泥晶灰巖（易誤判段），碳酸鹽巖含量曲線及巖屑形態符合該井區區域特征，實際二開中完卡層符合要求。該井桑塔木組、良里塔格組厚度變化較大（表2），若只單獨考慮良里塔格組厚度則容易在易誤判淺棕色泥晶灰巖段出現卡層誤判，該井為一個典型的上奧陶系地層桑塔木組+良里塔格組的“填平補齊”作用（圖2）。

圖2 B井錄井剖面圖

3.3 C井

C 井是位于塔河油田托普臺1 區阿克庫勒凸起西南斜坡的一口五開制開發直井，該井地質設計要求進入奧陶系中統一間房組4m 結束四開。該井設計恰爾巴克組頂部巖性為“灰頂”，但實鉆巖性為“紅層”紅棕色灰質泥巖，實鉆恰爾巴克組頂界深度6287.00m，后經五開測井驗證恰爾巴克組頂界為6289.00m，該井良里塔格組實鉆存在一套棕紅色泥晶灰巖（易誤判段），該井上奧陶桑塔木組、良里塔格組厚度較穩定，碳酸鹽巖曲線及巖屑形態符合該井區區域特征，四開中完卡層符合要求（圖3）。

圖3 C井錄井剖面圖

4 總結

多口井實鉆總結，證實該構造區域良里塔格組普遍存在一套或多套棕、褐色泥質灰巖層，極易與塔河油田標志層恰爾巴克組頂部紅棕色灰質泥巖層誤判，造成卡層失敗。現場地質人員可以在充分分析掌握鄰井地質資料的基礎上，把控錄井資料錄取質量，保證其準確性，并結合現場卡層實際情況有針對性地選擇技術措施。該區域的上奧陶系地層厚度“填平補齊”規律、恰爾巴克組標志層碳酸鹽巖含量曲線的“低頭翹尾”特征、真假標志層的巖屑形態及碳酸鹽巖含量范圍等經驗方法都可為該區域的奧陶系風化殼卡層工作提供有效指導幫助。